□石油化工行业勘察设计大师、中国石化储运技术中心副站长、广州（洛阳）工程技术总监  何龙辉

    到“十四五”末，我国的燃料电池车辆保有量将达到5万辆，配套建设一批加氢站势在必行。作为拥有3万座加油站的中国石化，正在全面推进氢能制、储、输、加、用全产业链建设，努力打造国内第一氢能公司，引领我国氢能产业高质量发展。目前，中国石化已在加氢站、制氢技术、氢燃料电池、储氢材料等多领域多赛道跑出了“加速度”。

    结合美、韩等国加氢站建设与运营的成功经验，我认为利用现有加油加气站的场地设施改扩建加氢站，是经济合理的发展路径。建设加氢站应以安全可控为前提，积极推进技术材料工艺创新，开展多种储运方式的探索和实践，提高氢能储运效率，降低储运成本，最大限度利用好宝贵的土地资源。

    第一，要努力推广油氢合建站的建设模式，高度重视储氢井建设。目前，燃料电池汽车多采用35兆帕或70兆帕压力等级的高压气态储氢方式，而加氢站高压气态储氢容器的储存压力分别达45兆帕、90兆帕。一旦高压气态储氢容器发生事故，将严重影响整个油氢合建站的设施安全。采用储氢井是一种安全性较高的储氢方式，而且占地较小，有利于在用地紧张、地质条件适合的加油加气站改造建设。结合储气井在CNG（压缩天然气）和小于25兆帕压力下氢气储存的成功经验，经过试验，目前设计压力为50兆帕的储氢井已在重庆石油半山环岛加油加气站建成使用。

    第二，随着国内未来加氢需求旺盛，建设规模较大的加氢站势在必行。由于液氢加氢站具有储运效率高、运输成本低、单位投资少、氢气纯度高、站内能耗少等优势，建设规模化的液氢加氢站或是更理想的选择。但液氢制取成本较高，许多液氢储存设备尚未达到国际能源署提出的密度应大于5%、体积储氢密度应在50千克/立方米以上的要求，需进一步加大储氢材料研发力度。

    第三，应着力发展长距离氢气管道运输。氢气运输是氢能利用的重要环节，也是当前制约氢能规模应用的主要瓶颈之一。目前，高压氢气采用长管拖车运输的经济距离不到150千米，液氢槽车运输的经济距离不应小于200千米。如果采用管道输送，氢气输送的经济距离将大于500千米，其输送成本约为长管拖车的1/6。我国氢气管道输送正处于起步阶段，规模较小，总里程约400千米，虽然面临着管道材料、氢压缩机、阀门及仪表等设备的巨大挑战，但应用前景依然广阔。

    第四，推进氢能制、储、输、加、用全产业链建设，需要完善的标准体系做支撑。目前我国虽然在制氢技术、氢储运、加氢站、燃料电池、氢能应用等方面制定了一些国家标准，但尚不能满足氢能产业链技术发展的需要。压缩储氢、液氢储存、吸附材料储氢、化学储氢及管道输氢等工程建设标准体系亟须完善。